Worldlex Wiki Une usine de production pétrolière est une installation qui traite les fluides de production provenant des puits de pétrole afin d'en séparer les principaux composants et de les préparer à l'exportation. Ces fluides sont généralement composés d'un mélange de pétrole , de gaz et d'eau produite . Une usine de production pétrolière se distingue d'un dépôt pétrolier , qui ne dispose pas d'installations de traitement.
Une usine de production pétrolière peut être associée à des champs pétroliers terrestres ou maritimes.
De nombreuses installations offshore permanentes disposent d'unités de production pétrolière complètes. Les plateformes plus petites et les puits sous-marins exportent les fluides de production vers l'installation de production la plus proche, qui peut se trouver sur une unité de traitement offshore voisine ou dans un terminal terrestre. Le pétrole produit peut parfois être stabilisé (par distillation ), ce qui réduit sa pression de vapeur et adoucit le pétrole brut « acide » en éliminant le sulfure d'hydrogène, le rendant ainsi apte au stockage et au transport. Les installations offshore acheminent le pétrole et le gaz vers les terminaux terrestres, qui peuvent procéder à un traitement supplémentaire des fluides avant leur vente ou leur livraison aux raffineries.
production pétrolière terrestre
La configuration des installations de production pétrolière terrestre dépend de la taille du gisement. Pour les gisements simples, ne comportant qu'un ou quelques puits, un réservoir de stockage peut suffire. Ce réservoir est vidé périodiquement par camion-citerne et le pétrole est transféré vers une raffinerie . Pour des débits de production plus importants, une installation de transbordement par train-citerne peut être appropriée. Pour les gisements plus importants, une installation de traitement triphasique complète est nécessaire. Des séparateurs triphasiques séparent les fluides du puits en leurs trois phases constitutives : pétrole, gaz et eau de production. Le pétrole peut être transporté par camion-citerne, par train ou par pipeline vers une raffinerie. Le gaz peut être utilisé sur place pour alimenter des moteurs à gaz et produire de l'électricité, ou être acheminé par pipeline vers les utilisateurs locaux. Le gaz excédentaire est brûlé à la torchère. L'eau de production peut être réinjectée dans le réservoir. Les petits gisements peuvent utiliser des unités intégrées portables, telles que des réservoirs étanches aux vapeurs .
Voir par exemple : Wytch Farm
options de traitement du pétrole en mer
Il existe une grande variété d'options pour le traitement du pétrole produit. Celles-ci vont d'un traitement minimal en mer, où tous les fluides produits sont envoyés vers une installation terrestre, à un traitement complet en mer permettant d'obtenir des produits conformes aux spécifications pour la vente ou l'utilisation, sans traitement terrestre ultérieur. Le choix des installations à mettre en place dépend de plusieurs facteurs :
- la taille optimale de l'installation offshore
- qu'un terminal terrestre soit nécessaire ou disponible
- Quelles voies d'exportation (oléoducs, pétroliers) sont disponibles ?
- les contraintes du projet en termes de coûts, de délais et de ressources
- l'impact ou les implications pour les projets futurs
Le golfe du Mexique et la mer du Nord sont deux zones de production matures qui ont adopté des approches différentes en matière d'infrastructures. Celles-ci sont résumées dans le tableau suivant :
Options d'exportation
Les options d'exportation du pétrole et du gaz ainsi que leur déploiement dans le monde sont les suivantes :
- Pétrole brut stabilisé
- Pression de vapeur Reid (RVP) < 11 psi (0,76 bar)
- Sédiments et eau de base ( BS&W < 1 % en volume)
- Golfe du Mexique, côte est du Canada, Afrique de l'Ouest, Indonésie .
- Pétrole brut humide non stabilisé
- Pression de vapeur réelle 150 psia (10,3 bara)
- BS&W 2%
- Mer du Nord, Azerbaïdjan , Golfe de Suez , Trinité-et-Tobago .
L’élimination des gaz peut emprunter une ou plusieurs des voies suivantes :
Dans les parties centrale et septentrionale de la mer du Nord, le gaz est acheminé vers les terminaux de St Fergus ou de Teesside par un petit nombre de gazoducs de grand diamètre (36 pouces, 91,4 cm). Ces derniers fonctionnent à une pression de 1 600 à 2 500 psig (110 à 172 bar) en phase dense, c’est-à-dire au-dessus de la pression critique. Le fonctionnement en phase dense présente plusieurs avantages :
- Il est plus efficace de transporter du gaz à haute pression sur de longues distances.
- il élimine le problème de l'écoulement multiphasique
- il élimine le besoin de traiter le gaz par point de rosée des hydrocarbures
Ces avantages sont contrebalancés par la compression supplémentaire requise et des pipelines à parois plus épaisses et plus coûteux sont nécessaires.
Configuration de l'usine
Un autre facteur à prendre en compte est le nombre de trains de séparation et le nombre d'étages de séparation. Les trains d'installations de traitement fonctionnent en parallèle, et les étages sont exécutés en série. Le nombre de trains dépend des débits, de la disponibilité des installations et de la superficie disponible. Un seul train peut traiter de 150 000 à 200 000 barils de pétrole par jour (23 847 à 31 797 m³ / jour ). Les cuves peuvent atteindre un diamètre . Les cuves des installations en eaux profondes du golfe du Mexique ont un diamètre et une longueur
Le nombre d'étapes de séparation dépend de :
- pression en tête de puits
- le rapport gaz/pétrole
- la spécification de pression de vapeur du flux d'exportation de pétrole brut
Dans le golfe du Mexique, les séparateurs de premier étage fonctionnent généralement à une pression de 1 500 à 1 800 psi (103,4 à 124,1 bar). Ce sont des séparateurs diphasiques liquide-vapeur avec un temps de séjour du liquide de 1 à 2 minutes. L’eau produite est éliminée dans le séparateur triphasique basse pression (BP), qui fonctionne à une pression de 150 à 250 psi (10,3 à 17,2 bar).
En mer du Nord, les séparateurs de premier étage fonctionnent généralement à une pression inférieure à 750 psi (51,72 bar). Ces séparateurs triphasiques (vapeur, huile et eau) sont dimensionnés pour assurer un temps de séjour du liquide de 3 à 5 minutes. Les pressions sont réglées de manière à optimiser la séparation des gaz à la pression la plus élevée possible. On trouve couramment jusqu'à 5 étages de séparation dans le golfe du Mexique et jusqu'à 4 étages sur les plateformes de la mer du Nord.
Le débit, le nombre de trains, les étages de séparation et la pression du séparateur du premier étage pour une série d'installations offshore historiques sont présentés dans le tableau.
Matériaux de construction
Divers matériaux de construction sont utilisés pour les installations de traitement du pétrole. L'acier au carbone est largement employé en raison de son faible coût. Cependant, il ne convient pas aux environnements corrosifs, pour lesquels des alliages résistants à la corrosion et d'autres matériaux sont nécessaires. Le tableau illustre les matériaux typiques utilisés dans une installation traitant des fluides acides.
Description du processus
Le train pétrolier
Le pétrole est ensuite acheminé soit vers un séparateur de deuxième étage, fonctionnant à une pression inférieure à celle du premier étage pour une séparation plus poussée du pétrole, du gaz et de l'eau, soit vers un coalescent pour éliminer davantage d'eau. Plusieurs étages de séparation, fonctionnant à des pressions successivement plus basses, visent à réduire la quantité de gaz dissous et, par conséquent, le point d'éclair du pétrole afin de satisfaire aux spécifications du pétrole d'exportation. Pour des débits de pétrole plus élevés, des trains de séparateurs en parallèle peuvent être nécessaires pour gérer le débit et permettre une réduction de la pression. L'étage final de séparation peut être un coalescent électrostatique. Ces derniers peuvent atteindre une teneur en eau de 0,5 % en volume, avec des flux typiques de l'ordre de 200 barils de pétrole par jour et par pied carré .
Un séparateur d'essai (voir schéma) permet de déterminer les performances de chaque puits. Chaque puits est raccordé à la conduite d'essai qui achemine les fluides vers le séparateur. Une séparation triphasique en pétrole, vapeur et eau de production s'opère. Les débits de ces phases sont mesurés avec précision lors de leur passage vers les points de basse pression de la colonne de production. Ces débits déterminent les performances du puits, notamment son débit maximal, le rapport gaz/pétrole et la teneur en eau des fluides.
Certains gisements pétroliers sont acides, avec des teneurs élevées en dioxyde de carbone (CO₂ ) et en sulfure d'hydrogène (H₂S ) . La séparation à haute température permet de vaporiser ces gaz. Cependant, le pétrole brut peut encore contenir des composés acides au-delà de la limite de spécification typique de H₂S dans le pétrole brut, inférieure à 10 ppmw. Une colonne à plateaux est utilisée : le pétrole brut acide est introduit en haut de la colonne et le gaz de stripage en bas.
À la sortie du coaleser, le pétrole peut être refroidi pour répondre aux spécifications d'exportation ou limiter les contraintes thermiques sur la conduite d'exportation. Le débit du pétrole est mesuré avec précision , puis celui-ci est pompé par pipeline jusqu'au terminal terrestre. Certaines installations, comme les structures en béton à base gravitaire et les unités flottantes de production, de stockage et de déchargement (FPSO) , sont équipées de réservoirs de stockage de pétrole intégrés, alimentés en continu et déchargés périodiquement dans des pétroliers .
Eau produite
L'eau produite issue du ou des séparateurs et du coalescent est acheminée vers un dégazeur fonctionnant à une pression proche de la pression atmosphérique afin d'éliminer les gaz dissous. Aux débuts de l'industrie offshore, des séparateurs à plaques parallèles étaient utilisés pour nettoyer l'eau produite avant son rejet en mer. Les hydrocyclones, plus compacts, ont été introduits dans les années 1980. Un hydrocyclone élimine le pétrole et les solides entraînés par l'eau produite, qui est ensuite dirigée vers le dégazeur puis peut être réinjectée dans le réservoir ou rejetée en mer. Une installation de flottation à gaz induit est utilisée lorsque l'installation hydrocyclone/dégazeur ne permet pas d'atteindre le seuil de teneur en pétrole requis. Pour un rejet en mer, l'eau doit présenter une teneur en pétrole inférieure à environ 30 parties par million (ppm). Sur les installations de la mer du Nord, les températures de fonctionnement plus élevées permettent d'atteindre une concentration en pétrole supérieure à 20 ppm.
Le train à gaz
point de rosée des hydrocarbures
La spécification du point de rosée des hydrocarbures à l'exportation (généralement 100 barg à 5 °C ) peut être respectée en refroidissant le gaz pour éliminer les alcanes supérieurs ( butane , pentanes , etc.). Cette opération peut être réalisée à l'aide d'un système de réfrigération , par passage du gaz à travers une vanne Joule-Thomson ou par un turbo-détendeur pour condenser et séparer les liquides. Les liquides de gaz naturel (LGN) ainsi produits peuvent être ajoutés aux fluides d'exportation de pétrole lorsque des fluides à haute pression de vapeur sont exportés . Une autre solution consiste à utiliser des colonnes de fractionnement de LGN pour produire un fluide destiné à l'exportation séparée. Des colonnes de fractionnement de LGN sont installées à Nkossa (Afrique de l'Ouest) et à Ardjuna (Indonésie)
adoucissement du gaz
Le gaz sec peut subir un traitement supplémentaire pour répondre aux spécifications du gaz d'exportation. L'excès de dioxyde de carbone (CO₂ ) peut être éliminé par traitement aux amines (par exemple, Selexol), où le CO₂ est dissous préférentiellement dans un flux d'amine à contre-courant dans une colonne de contact. Le sulfure d'hydrogène peut également être éliminé par traitement aux amines ou par passage du gaz à travers des lits d'absorbant d'oxyde de zinc .
terminaux terrestres
Les terminaux pétroliers terrestres reçoivent le pétrole provenant des installations offshore et le traitent pour produire des produits destinés à la vente ou à un traitement ultérieur, par exemple dans une raffinerie. Ces terminaux sont généralement équipés de réchauffeurs à combustion, suivis de séparateurs et de coalesceurs, afin de stabiliser le pétrole brut et d'éliminer l'eau de production et les hydrocarbures légers non séparés en mer. Les séparateurs terrestres fonctionnent généralement à une pression inférieure à celle des séparateurs offshore, ce qui entraîne un dégagement de gaz plus important. Ce gaz associé est généralement comprimé, abaissé à son point de rosée et exporté par un pipeline dédié. Si l'exportation de gaz n'est pas rentable, il peut être brûlé à la torchère. Les terminaux terrestres disposent souvent de grands réservoirs de stockage de pétrole brut pour permettre la poursuite de la production offshore en cas d'indisponibilité de la voie d'exportation. L'exportation vers la raffinerie se fait par pipeline ou par pétrolier.
Les terminaux gaziers terrestres peuvent être équipés d'installations pour éliminer les liquides du flux de gaz entrant. Les procédés de traitement du gaz peuvent inclure la déshydratation au glycol, l'adoucissement du gaz, le contrôle du point de rosée des hydrocarbures et la compression du gaz avant sa distribution aux utilisateurs.
Systèmes utilitaires et de soutien
Outre les systèmes de production et de traitement du gaz et du pétrole, une gamme de systèmes auxiliaires, de soutien et de services publics est fournie pour soutenir la production et l'exploitation d'une installation offshore. Ces systèmes comprennent :
- Régénération du glycol : le glycol riche en eau est chauffé et déshydraté par un flux de gaz sec.
- Régénération de l'amine : l'amine riche est chauffée et purifiée par un gaz pur pour éliminer le CO₂ et le H₂S .
- Gaz combustible - utilisé pour alimenter les turbines à gaz et pour purger les systèmes de décharge, de ventilation et de torchage
- Gaz de purge - pour fournir un gaz isolant aux réservoirs et purger les cuves avant la maintenance
- Gaz inerte - pour fournir un gaz de couverture aux réservoirs et purger les cuves avant la maintenance
- Carburant diesel - pour les moteurs diesel des pompes à incendie et le démarrage des générateurs
- Carburant aviation - Jet A-1 pour le ravitaillement des hélicoptères
- Évacuation atmosphérique - évacuation des gaz pour les systèmes basse pression et purge de maintenance
- Décharge et torchères - collecte et élimination sûres du gaz excédentaire en conditions normales et d'arrêt.
- Nettoyage des pipelines par racleur - pour nettoyer et surveiller les pipelines
- Installations d'essais de puits - séparateur d'essai pour déterminer les débits de chaque puits
- Eau de mer - utilisée pour le rinçage, le refroidissement, le lavage
- Eau-feu - eau de mer pour la lutte contre les incendies
- Injection d'eau : de l'eau de mer désaérée est injectée dans le réservoir pétrolier pour pousser le pétrole vers les puits de production et maintenir la pression du réservoir.
- Eau potable - eau potable soutée à partir de navires ravitailleurs ou produite à bord par distillation ou osmose inverse de l'eau de mer
- Fluide de refroidissement - pour refroidir les flux de gaz et de pétrole ; comprenant soit un refroidissement à l'eau de mer (direct), soit un mélange eau douce/glycol (voir ci-dessous)
- Fluide caloporteur - pour chauffer les flux de gaz et d'huile, CVC ; comprenant de l'huile chaude ou un mélange eau/glycol frais (voir ci-dessous)
- Vidanges fermées (de process) - pour vidanger les équipements de process avant la maintenance
- Évacuations à ciel ouvert - les eaux de drainage des zones de pont, les évacuations des zones dangereuses sont séparées de celles des zones non dangereuses et sont rejetées par-dessus bord.
- Traitement des eaux usées - macération et rejet en mer des eaux « noires » (toilettes) et « grises » (lavabo et douche).
- Air comprimé pour l'alimentation des outils pneumatiques et la purge des réservoirs
- Air comprimé pour instruments - pour le fonctionnement des régulateurs et vannes pneumatiques
- Production d'électricité - production d'électricité par moteur diesel ou gaz combustible pour moteurs diesel ou turbines à gaz
- Stockage et injection de produits chimiques – pour faciliter la séparation des fluides de puits et assurer le fonctionnement des installations, peuvent inclure du méthanol, du glycol, un inhibiteur de corrosion, un inhibiteur de tartre, un désoxygénant, un désoxygénant, un agent de déshydratation, un inhibiteur de paraffine.
- Stockage d'huile d'étanchéité et d'huile de lubrification - pour compresseurs, turbines à gaz et moteurs diesel
- Huile hydraulique - fonctionnement des équipements de puits sous-marins et souterrains
- CVC - pour les installations industrielles et les logements fermés
- Installations de forage - stockage de produits chimiques en vrac, équipements de forage de puits
Services publics en détail
Le fluide caloporteur est généralement chauffé par récupération de la chaleur résiduelle des gaz d'échappement des turbines à gaz utilisées pour la production d'électricité. La température requise ne dépasse généralement pas °F) et on utilise des fluides à base d'huile minérale. L'eau chaude sous pression, la vapeur et les mélanges glycol/eau sont également utilisés, bien que les températures soient généralement limitées à moins de °F) . Dans les petites installations, les éléments chauffants électriques peuvent constituer l'option la plus appropriée pour le chauffage des fluides.
Le refroidissement des procédés peut être réalisé à l'aide d'air, d'eau de mer (refroidissement direct) ou d'un fluide caloporteur composé à 30 % de glycol (TEG) et d'eau (refroidissement indirect). Les installations de la mer du Nord sont généralement très denses et ne disposent pas de l'espace nécessaire pour les échangeurs de chaleur refroidis par air, qui occupent une surface relativement réduite. Ces installations sont souvent équipées de systèmes d'injection d'eau , nécessitant le pompage de volumes importants d'eau de mer. Le surcoût lié à l'utilisation de l'eau de mer pour le refroidissement est ainsi considérablement réduit. De plus, la faible solubilité de l'air dans l'eau chaude constitue un avantage, car l'air doit être éliminé de l'eau d'injection. La température froide de l'eau de la mer du Nord permet de réduire la taille des échangeurs de chaleur. Le refroidissement indirect est moins sujet à la corrosion que le refroidissement direct à l'eau de mer, qui peut nécessiter des métaux plus coûteux tels que les alliages de cuivre, le titane ou l'Inconel . Les systèmes de refroidissement indirect présentent des coûts d'investissement (CAPEX) inférieurs . La propreté du fluide permet l'utilisation d'échangeurs de chaleur à circuits imprimés, offrant un gain d'espace et de poids.